劉桃，劉景東，李建青，周道容，章誠誠

(1.中國地質調(diào)查局南京地質調(diào)查中心，江蘇南京，210016；2.中國石油大學(華東)地球科學與技術學院，山東青島，266580)

自美國Bakken，Eagle Ford 和Barnet 等致密油[1-5]被成功勘探以來，致密油成為全球非常規(guī)油氣勘探開發(fā)的熱點領域[6-9]。致密油研究的關鍵之一在于致密儲層的復雜孔喉結構[9-16]，致密儲層的多級別孔隙類型[12]、不規(guī)則的孔喉形態(tài)及其組合關系使其孔喉結構難以采用常規(guī)手段進行表征[13-14]。致密砂巖儲層存在殘余粒間孔、溶蝕孔及黏土晶間孔等多種孔隙類型[17-19]，其大小、分布及連通性存在較大差異[20-22]。致密儲層復雜的孔喉網(wǎng)絡對儲層物性特別是滲透率的影響尤其明顯[17,23-28]，其控制作用主要取決于孔隙系統(tǒng)中的連通孔隙發(fā)育情況[13,17]。一般在高滲透性的砂巖中，孔喉半徑足夠大，往往使孔隙相互連接，流體流動性增強[26]，而發(fā)育大量微孔隙的致密砂巖使得孔隙度-滲透率的關系復雜化[24-28]，與黏土礦物相關的微孔隙對流體流動貢獻較小[25]。因此，不同類型孔隙的發(fā)育差異是導致孔隙連通性復雜進而影響儲層宏觀物性的重要因素[9,13-14,21]。

鄂爾多斯盆地新安邊地區(qū)長7油層組是該區(qū)致密油主要產(chǎn)層，儲層以淺灰色—灰褐色長石巖屑砂巖及巖屑長石砂巖為主，儲層孔隙度主要介于4%～10%，滲透率主要介于(0.01～0.30)×10-3μm2，為典型的致密砂巖儲層。受沉積、成巖等因素影響，儲層微觀孔喉結構較為復雜[9,11]，而目前關于致密砂巖儲層不同類型孔隙連通性的研究尚顯不足。為此，本文作者以新安邊地區(qū)長7致密儲層為研究對象，通過鑄體薄片、掃描電鏡、高壓壓汞和核磁共振等方法，在儲層孔隙組合類型劃分的基礎上，對比研究連通孔隙類型及不同類型孔隙結構下的連通孔隙分布差異，進而明確連通孔隙分布對儲層宏觀物性的影響，為研究區(qū)致密儲層分類評價提供依據(jù)，以期為致密油的勘探開發(fā)提供參考依據(jù)。

1 地質概況

鄂爾多斯盆地是在古生代華北地臺基礎上發(fā)育起來的多旋回疊合盆地，是我國第二大含油氣盆地，盆地總面積為25×104km2[29]。鄂爾多斯地區(qū)晚三疊世延長組發(fā)育一套由湖進至湖退的沉積體系，延長組自下而上可劃分為長10 至長1 共10 個油層組，其中長7 沉積期為湖盆發(fā)育的鼎盛時期[30]。新安邊地區(qū)位于伊陜斜坡的西部，北起安邊，南至吳起(圖1)，該區(qū)長7 油層組自下而上可劃分為長73、長72和長71共3個亞段，其中長73沉積水體最深，主要發(fā)育一套半深湖—深湖沉積，隨后水體開始變淺，主要發(fā)育三角洲前緣亞相沉積[30-31]，并形成較為有利的儲集砂體。該套儲集砂體位于長73優(yōu)質烴源巖上部，源儲接觸關系好，但物性差，為典型的致密儲層[30]。目前已在新安邊地區(qū)探明了超億噸級的致密油氣資源，顯示出了巨大的勘探潛力[30]。

圖1 鄂爾多斯盆地新安邊地區(qū)構造位置圖及沉積相圖[30-31]Fig.1 Tectonic location map and sedimentary facies map of Xin'anbian area,Ordos Basin[30-31]

2 儲層儲集空間及其組合特征

據(jù)研究區(qū)儲層鑄體薄片及掃描電鏡觀察結果，研究區(qū)長7致密儲層主要發(fā)育3種類型孔隙：殘余粒間孔、溶蝕孔以及黏土晶間孔。其中，殘余粒間孔多呈三角形或者多邊形，尺寸相對較大(圖2(a))，據(jù)鑄體薄片測量結果顯示，孔徑為10～70 μm。溶蝕孔是鏡下主要的可見孔類型，隨著溶蝕強度加深，可見顆粒內(nèi)部被溶蝕而形成的粒內(nèi)溶孔(圖2(b))，顆粒邊緣呈鋸齒狀的粒緣溶孔(圖2(c))，條紋或條帶狀、網(wǎng)格狀、蜂窩狀溶孔(圖2(a)和(c))，以及顆粒基本被完全溶蝕而形成的鑄?？?圖2(d))。其中，粒緣溶孔、鑄?？准皸l紋狀、條帶狀、網(wǎng)格狀等溶蝕孔隙分布零散，但孔徑大，據(jù)鑄體薄片統(tǒng)計顯示，該類溶蝕孔隙的孔徑為10～50 μm，少數(shù)鑄?？卓蛇_100 μm以上，且多與喉道直接連通，與殘余粒間孔相似，故本文統(tǒng)一將其歸類為“粒間溶孔”[21]；而粒內(nèi)溶孔則孔徑很小，數(shù)量多，呈孤立分布，掃描電鏡統(tǒng)計顯示孔徑多介于0.1～1.0 μm。研究區(qū)儲層黏土晶間孔普遍發(fā)育，主要包括高嶺石晶間孔、綠泥石晶間孔等(圖2(d)～(f))，據(jù)掃描電鏡測量顯示，孔徑分布于0.02～1.00 μm，以納米級孔隙為主。

在研究區(qū)長7 儲層儲集空間類型分析的基礎上，進一步對儲層的孔隙組合特征進行統(tǒng)計分析，共確定3 種主要孔隙組合類型：粒間孔-溶孔主導型、溶孔-晶間孔主導型、晶間孔主導型。其中，粒間孔-溶孔主導型對應的儲層其膠結作用相對較弱，鏡下可見較高的孔隙面孔率，粒間孔及溶蝕孔同時發(fā)育(圖2(a))。對于溶蝕孔-晶間孔主導型對應的儲層，由于膠結作用較為發(fā)育，殘余粒間孔遭到破壞，溶蝕孔是鑄體薄片下常見的可見孔類型(圖2(c))，同時在高嶺石等黏土礦物分布區(qū)可見被藍色鑄體覆蓋的晶間孔隙(圖2(d))。晶間孔主導型對應的儲層受強烈的壓實和膠結作用影響，大孔隙粒間孔或次生溶蝕孔不發(fā)育或多數(shù)被膠結物完全填充，通過鑄體薄片很難看到有效的可見孔隙(圖2(g))。

圖2 長7致密砂巖儲集空間及其組合特征Fig.2 Reservoir space and its combined characteristics of Chang 7 tight sandstone

3 連通孔隙類型劃分與分布

二維圖像可直觀地表征孔隙類型，但難以定量研究連通孔隙發(fā)育特征，而高壓壓汞及核磁共振在刻畫儲層孔徑分布及儲層孔隙連通性方面具有明顯的優(yōu)勢[9,13-15,27-28]?；诟邏簤汗c核磁共振方法，對研究區(qū)長7致密砂巖儲層的孔隙特征進行刻畫，進而定量研究儲層的連通孔隙類型及其分布特征。

3.1 基于高壓壓汞劃分儲集空間

3.1.1 Swanson參數(shù)及分形特征

利用進汞飽和度SHg和進汞壓力Pc繪制Pittman曲線，在Pittman曲線中存在1個頂點，即SHg/Pc達到最大值的點，該點被定義為Swanson 參數(shù)，Swanson 參數(shù)對應的孔徑稱為Rapex( 圖3(a))。Swanson 參數(shù)常作為差連通性微孔隙與連通性好、孔隙大的分界點[14]。

另外，依據(jù)儲層進汞壓力和進汞飽和度參數(shù)可以獲得分形曲線(式(1))，可計算分形維數(shù)D(式(2))，一般定義分形維數(shù)為2～3，該值越大表明孔喉復雜度越高，非均質性越強，同一類孔隙往往具有統(tǒng)一的分形特征[14-15,32]，分形計算方程如下[14]：

lgSHg與lgPc呈線性關系，若獲得線性曲線斜率H，則可依據(jù)下式計算分形維數(shù)D：

研究結果表明，儲層的分形曲線呈現(xiàn)兩段式特征(圖3(b))，其中左側段對應大孔喉，右側段對應小孔喉，大、小孔喉分形曲線具有明顯的轉折點。將分形曲線與Pittman 曲線對比，發(fā)現(xiàn)兩段分形曲線的轉折點與Pittman曲線中的頂點基本重合，對應孔徑Rapex。

3.1.2 儲層儲集空間與壓汞參數(shù)的關系

根據(jù)前述儲層儲集空間類型的劃分結果，研究區(qū)長7致密砂巖儲層儲集空間可以劃分為粒間孔隙(殘余粒間孔及粒間溶蝕孔)和粒內(nèi)孔隙(粒內(nèi)溶孔及黏土晶間孔)兩大類，其中粒間孔隙的連通性要明顯優(yōu)于粒內(nèi)孔隙的連通性[20-21]。對儲層孔隙連通情況進行分析發(fā)現(xiàn)，粒間孔隙由顆粒間窄小的喉道或粒內(nèi)孔隙相連接形成近似為“墨水瓶型孔”(圖3(d))，表現(xiàn)為大孔細喉，在進汞曲線上為“水平段”(圖3(c))；粒內(nèi)孔隙可近似為“樹形網(wǎng)絡孔隙”(圖3(d))，進汞壓力大，連通性差，在進汞曲線上為“遞增段”(圖3(c))。粒間孔隙在儲層中的占比越大，“平臺段”往往越長；相反，粒內(nèi)孔隙占比越大，則“水平段”越短，甚至完全消失[20]。

圖3 高壓壓汞法劃分儲集空間示意圖Fig.3 Schematic diagram of division of storage space by high-pressure mercury intrusion

對壓汞曲線與Pittman 曲線、分形曲線進行對比，壓汞曲線的“平臺段”和“遞增段”的界限與Swanson 參數(shù)(對應孔徑Rapex)、分形曲線轉折點相吻合(圖3)，進一步揭示了相對較大的粒間孔隙(稱為“大孔”)與相對較小的粒內(nèi)孔隙(稱為“微孔”)具有較明顯的界限，可以通過高壓壓汞相關方法進行區(qū)分。

3.2 基于高壓壓汞與核磁共振綜合劃分連通孔隙類型

核磁共振實驗在提供全孔徑分布信息的同時，對定量評價孔隙流體流動性即孔隙連通性具有重要意義[14,33-37]。選取同一樣品進行核磁共振和壓汞測試，并將壓汞法確定的半徑界限Rapex疊加至核磁孔徑分布曲線上，綜合評價孔隙連通性特征。

如前所述，利用高壓壓汞分析可將儲層孔隙系統(tǒng)劃分為連通性較好的粒間孔隙及連通性較差的粒內(nèi)孔隙。通過長7致密砂巖儲層的核磁共振實驗研究發(fā)現(xiàn)，粒間孔隙可動流體含量雖明顯高于粒內(nèi)孔隙可動流體含量，但無論是大于孔徑Rapex的粒間孔隙還是小于孔徑Rapex的粒內(nèi)孔隙，都存在可動水和不可動水，僅可動流體所占比例不同(圖4)。造成該現(xiàn)象的原因包括：1)部分大孔隙被細小喉道包圍或者喉道被黏土礦物充填，離心時無法突破喉道阻力，導致形成封閉孔隙(圖2(b))；2)微孔隙并非全部不具備流動性，有些微孔隙在一定離心力下也會流動[33-34]。因此，粒間孔隙并非全部連通，而粒內(nèi)孔隙也并非不具備連通性，單純利用壓汞Rapex等參數(shù)對孔隙連通性進行表征并非完全準確。

為有效表征儲層連通孔隙的分布特征，采用高壓壓汞與核磁共振相結合的定量研究方法，用于劃分連通與非連通孔隙類型。首先通過高壓壓汞分析，繪制Pittman 曲線等來獲取Swanson 參數(shù)和Rapex半徑，用于區(qū)分連通性較好的粒間孔隙及連通性較差的粒內(nèi)孔隙；利用飽和-離心核磁孔徑分布將連通性較好的粒間孔隙進一步劃分為優(yōu)勢連通孔隙及非連通大孔，將連通性較差的粒內(nèi)孔隙進一步劃分為劣勢連通孔隙及非連通微孔(圖4)。該分類評價可進一步定量表征連通組分及非連通組分在粒間孔隙及粒內(nèi)孔隙中的分布特征，也更加貼合實際地質情況。

圖4 致密砂巖儲層連通孔隙類型劃分Fig.4 Classification of connected pore types in tight sandstone reservoirs

在上述4種類型中，優(yōu)勢連通孔隙屬于連通的殘余粒間孔隙及粒間溶蝕孔隙，其分布影響著整個孔隙系統(tǒng)的連通性；非連通大孔是喉道被黏土填充或者無喉道連接而喪失連通性的粒間孔隙，該類孔隙雖然屬于粒間孔隙，但并不具備連通性，對儲層滲透性沒有貢獻，也是束縛流體賦存空間之一；劣勢連通孔隙為在一定動力條件下流體可在其中流動的粒內(nèi)孔隙(部分黏土晶間孔隙、粒內(nèi)溶蝕孔)，其體積分數(shù)可反映粒內(nèi)孔隙的連通能力；非連通微孔隙由不具備連通能力的粒內(nèi)孔隙組成，流體難以在其內(nèi)部流動，是束縛流體的主要賦存空間。

4 基于連通孔隙的儲層評價

4.1 長7致密儲層連通孔隙發(fā)育特征

研究區(qū)長7致密儲層不同孔隙組合類型對應的連通孔隙發(fā)育情況存在明顯的差異(圖5)。其中，粒間孔-溶孔主導型主要發(fā)育殘余粒間孔、溶蝕孔，孔徑大，孔隙之間連通性較好，優(yōu)勢連通孔隙體積分數(shù)可達45%以上，平均為35%，非連通大孔體積分數(shù)平均為6.4%，非連通微孔體積分數(shù)在30%～50%之間。溶孔-晶間孔主導型以粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔及黏土晶間孔為主，基本不發(fā)育殘余粒間孔，連通性比粒間孔-溶孔主導型差，優(yōu)勢連通孔隙體積分數(shù)平均為26%，非連通大孔體積分數(shù)平均為12%，非連通微孔體積分數(shù)增加，分布于38%～58%之間；晶間孔主導型以黏土晶間孔及粒內(nèi)溶孔為主，孔徑小，連通性差，非連通微孔體積分數(shù)高，最高達85%，平均為65%，優(yōu)勢連通孔隙體積分數(shù)遠低于前2種孔隙體積分數(shù)，平均為11%。

圖5 不同孔隙類型儲層的連通孔隙分布Fig.5 Distribution of connected pores in reservoirs with different pore types

4.2 連通孔隙分布對儲層物性的影響

孔隙度(φ)與滲透率(K)是儲層物性的基本參數(shù)，可直接反映儲層的儲集性能及滲流能力。長7致密砂巖儲層中不同孔隙度和滲透率的典型樣品分析結果表明(圖6)，滲透率貢獻率曲線呈“S”型，貢獻率快速增加段主要由儲層中小部分半徑相對較大的孔喉所控制，該部分孔喉半徑多對應優(yōu)勢連通孔隙(以半徑Rapex為界限)，優(yōu)勢連通孔隙占比雖不足40%，但對滲透率的貢獻大于80%。不同孔隙對孔隙度的貢獻則與滲透率恰恰相反，劣勢連通孔隙和非連通微孔組成的粒內(nèi)孔隙貢獻了大量的儲層儲集空間(＞60%)，但對滲透率的貢獻不足20%。由此可見，優(yōu)勢連通孔隙的分布對儲層內(nèi)部孔喉的連通能力具有較大影響，優(yōu)勢連通孔隙由孔徑較大的粒間孔組成，提供了主要的滲流能力，但對于孔隙度的貢獻有限，相反，粒內(nèi)孔則占據(jù)著較大的儲集空間比例，但對滲透率的貢獻極小。

圖6 新安邊油田長7致密砂巖儲層不同大小孔喉對儲層物性的貢獻Fig.6 Contribution of different size pore throats to reservoir physical properties of Chang 7 tight sandstone reservoir in Xin'anbian Oilfield

不同類型孔隙的發(fā)育均影響儲層宏觀物性，孔隙系統(tǒng)的連通性對于孔隙度、滲透率有至關重要的影響。圖7所示為新安邊油田長7致密砂巖儲層連通孔隙與儲層物性的關系。圖8所示為新安邊油田長7致密砂巖儲層非連通孔隙與儲層物性的關系。由圖7和圖8可知：其中優(yōu)勢連通孔隙、劣勢連通孔隙體積分數(shù)均與孔隙度、滲透率呈現(xiàn)較好的正相關性，而非連通孔隙(非連通大孔及非連通微孔)體積分數(shù)則與孔隙度、滲透率呈現(xiàn)明顯負相關性。連通孔隙的發(fā)育控制儲層連通性，同樣影響著儲層的宏觀物性特征，這也為后續(xù)基于連通孔隙分布對儲層進行分類提供了重要依據(jù)。

圖7 新安邊油田長7致密砂巖儲層連通孔隙與儲層物性的關系Fig.7 Relationship between connected pores and physical properties of Chang 7 tight sandstone reservoirs in Xin'anbian Oilfield

圖8 新安邊油田長7致密砂巖儲層非連通孔隙與儲層物性的關系Fig.8 Relationship between disconnected pores of Chang 7 tight sandstone reservoir in Xin'anbian Oilfield and its physical properties

4.3 考慮連通孔隙的儲層類型分類

依據(jù)儲層孔隙組合類型及連通孔隙發(fā)育特征，可將新安邊地區(qū)長7 致密砂巖儲層劃分為3 大類，由優(yōu)到劣的儲層分類如表1所示。

表1 不同類型儲層特征Table 1 Different types of reservoir characteristics

Ⅰ型儲層：發(fā)育較多的粒間孔隙及溶蝕孔隙，孔隙組合類型為粒間孔-溶孔主導型，其粒間孔隙體積分數(shù)平均為42%，粒內(nèi)孔隙體積分數(shù)相對較小，整體儲層孔喉半徑大，孔隙之間的連通性好，優(yōu)勢連通孔隙體積分數(shù)高達36%，非連通大孔體積分數(shù)僅4%～10%，非連通微孔體積分數(shù)平均為40%。較高的優(yōu)勢連通孔隙使得該類儲層具有較好的物性特征，孔隙度普遍大于6.00%，滲透率高于0.102×10-3μm2，為長7最優(yōu)質儲層類型。

Ⅱ型儲層：殘余粒間孔基本消失，以溶蝕孔隙為主，孔隙組合類型為溶蝕孔-晶間孔主導型，粒間孔隙體積分數(shù)平均為36%，其中優(yōu)勢連通孔隙體積占總孔隙體積的26%左右，非連通微孔明顯增加至49%。降低的優(yōu)勢連通孔隙及增加的非連通微孔使得該類儲層物性較Ⅰ型儲層明顯變差，其孔隙度介于5.13%～6.54%，滲透率介于(0.050～0.090)×10-3μm2。

Ⅲ型儲層：粒間孔隙及溶蝕孔隙保留較少，黏土晶間孔、粒內(nèi)溶孔等粒內(nèi)孔隙是其主要儲集空間類型，孔隙組合類型主要屬于晶間孔主導型，優(yōu)勢連通孔隙體積分數(shù)平均為11%左右，非連通微孔體積分數(shù)高達65%以上。較低的粒間孔體積分數(shù)及較高的粒內(nèi)孔體積分數(shù)導致其孔隙度分布于2.00%～6.80%，滲透率分布于(0.013～0.029)×10-3μm2。

5 結論

1)研究區(qū)長7致密砂巖儲層儲集空間類型主要包括殘余粒間孔、溶蝕孔及晶間孔隙，并存在粒間孔-溶孔主導型、溶孔-晶間孔主導型及晶間孔主導型共3類孔隙組合類型。

2)提出了根據(jù)高壓壓汞和核磁共振綜合劃分連通孔隙類型的方法，將致密砂巖儲層孔隙類型劃分為粒間優(yōu)勢連通孔隙、非連通大孔、粒內(nèi)劣勢連通微孔、非連通微孔4 類。其中，粒間孔-溶孔主導型儲層優(yōu)勢連通孔隙最為發(fā)育，溶孔-晶間孔主導型次之，而晶間孔主導型則以粒內(nèi)孔隙為主。

3)依據(jù)儲層連通孔隙發(fā)育特征與宏觀物性的關系，可將研究區(qū)長7 致密砂巖儲層劃分為3 大類。其中Ⅰ型儲層發(fā)育粒間孔-溶孔型孔隙組合，優(yōu)勢連通孔隙體積分數(shù)高，為優(yōu)質儲層；Ⅱ型儲層發(fā)育溶孔-晶間孔型孔隙組合，優(yōu)勢連通孔隙體積分數(shù)較低，儲層質量中等；Ⅲ型儲層主要發(fā)育黏土晶間孔隙和粒內(nèi)小溶孔，以非連通孔隙為主，儲層質量最差。